PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO

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PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE FEVEREIRO

Operador Nacional do Sistema Elétrico Rua Júlio do Carmo, 251 – Cidade Nova 20211-160 Rio de Janeiro RJ

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Qualquer alteração é proibida sem autorização.

ONS NT-036-207-2014

PROGRAMA MENSAL DE

OPERAÇÃO

ELETROENERGÉTICA PARA O

MÊS DE FEVEREIRO

SUMÁRIO EXECUTIVO

METAS E DIRETRIZES PARA A SEMANA OPERATIVA DE 22/02/2014 A 28/02/2014

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ONS NT-036-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 3 / 43

Sumário

1 Introdução 4

2 Conclusões 4

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético 4 2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança

Elétrica 5

3 Pontos de Destaque 5

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética 5 3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN 8 3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão 12 3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas

Instalações 13

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de

equipamentos 13

3.4 Relacionados com a Otimização Energética 13 3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões 15 3.6 Análise da Revisão da Previsão Mensal de Vazões 15

3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste 16

3.6.2 Região Sul 16

3.6.3 Região Nordeste 17

3.6.4 Região Norte 17

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema 17

4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética 19

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões: 19 4.2 Diretrizes para operação energética das bacias 19 4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo

Real 21

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN 23 4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração

e/ou intercâmbio entre subsistemas 25 4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que

impliquem em perda de grandes blocos de carga 27

5 Previsão de Carga 30

5.1 Carga de Energia 30

5.2 Carga de Demanda 32

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1 Introdução

Este documento apresenta os principais resultados da Revisão 3 do Programa Mensal da Operação Eletroenergética do mês de Fevereiro/2014, para a semana operativa de 22/02/2014 a 28/02/2014, estabelecendo as diretrizes eletroenergéticas de curto prazo, de modo a otimizar a utilização dos recursos de geração e transmissão do

Sistema Interligado Nacional – SIN, segundo procedimentos e critérios

consubstanciados nos Procedimentos de Rede, homologados pela ANEEL. É importante ainda registrar que são também consideradas as restrições físico-operativas de cada empreendimento de geração e transmissão, bem como as restrições relativas aos outros usos da água, estabelecida pela Agência Nacional de Águas – ANA.

2 Conclusões

2.1 Relacionadas ao atendimento Energético

Houve indicação do despacho por ordem de mérito de custo na Região Sudeste/C.Oeste, em todos os patamares de carga, das UNEs Angra 1 e 2 e das UTEs Norte Fluminense 1, 2, 3 e 4, L.C. Prestes, Atlântico, Gov. Leonel Brizola, Cocal (indisponível, conforme declaração do Agente), PIE-RP (indisponível, conforme legislação vigente), Juiz de Fora, W. Arjona, B. L. Sobrinho, E. Rocha, A. Chaves, Santa Cruz 34 (indisponível, conforme legislação vigente), F. Gasparian, M. Lago, Cuiabá (indisponível, conforme declaração do Agente), Piratininga (indisponível, conforme legislação vigente), R. Silveira (indisponível, conforme legislação vigente), T. Norte 2, Viana, Igarapé, Palmeiras de Goiás, Daia, Goiania 2, Carioba (indisponível, conforme legislação vigente), UTE Brasil (indispon ível, conforme legislação vigente) e Xavantes. Na região Sul, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Candiota, P. Médici A (indisponível, conforme declaração do Agente), P. Médici B, J. Lacerda C, B, A2 e A1, Charqueadas, Madeira, S. Jeronimo (indisponível, conforme declaração do Agente), Figueira, Araucária, S. Tiaraju, Uruguaiana (indisponível, conforme legislação vigente), Alegrete (indisponível, conforme legislação vigente) e Nutepa (indisponível, conforme legislação vigente). Na região Nordeste, houve indicação de despacho por ordem de mérito, em todos os patamares de carga, das UTEs Termopernambuco, Fortaleza, P. Pecém I e II, C. Furtado, Termoceará, R. Almeida, J. S. Pereira, Pernambuco 3, Maracanaú, Termocabo, Termonordeste, Termoparaíba, Campina Grande, Suape II, Global I e Global II, e somente nos patamares de carga pesada e média das UTEs Altos, Aracati, Baturite, C. Maior, Caucaia, Crato, Iguatu, Juazeiro do Norte, Marambaia, Nazária, Pecém, Camaçari G, Bahia I, Camaçari Murici e Camaçari Polo de Apoio I. Na região Norte, houve indicação de despacho por ordem de mérito de custo, em todos os patamares de carga, das UTEs Parnaíba IV, P. Itaqui, Maranhão V e Maranhão IV, e, nos patamares de carga pesa da e média, da UTE N. Venécia 2, e, somente no patamar de carga pesada, das UTEs Aparecida, Mauá B3, Mauá B4, Mauá B5B, Distrito A, Geramar I e Geramar II. Além disso, está

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previsto para a semana de 22/02/2014 a 28/02/2014, o despacho das UTEs Santa Cruz Nova e Luiz O. R. Melo por ordem de mérito de custo em todos os patamares de carga, em cumprimento à instrução antecipada, conforme metodologia vigente de despacho GNL.

A metodologia vigente para antecipação do comando de despacho GNL por ordem de mérito, incorporada no modelo DECOMP a partir do PMO Janeiro/13, definiu para a

semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014, benefício marginal de

R$ 1.647,59/MWh, para os patamares de carga pesada, média e leve. Assim sendo, foi comandado, por ordem de mérito de custo, o despacho das UTEs Santa Cruz e Luiz O. R. Melo em suas disponibilidades máximas para a semana operativa de 26/04/2014 a 02/05/2014.

2.2 Relacionadas ao atendimento dos Requisitos de Segurança Elétrica

Em condições de rede alterada, durante a execução de intervenções, para atendimento aos critérios constantes nos Procedimentos de Rede poderá ser necessário, em algumas situações, estabelecer restrições na geração das usinas e/ou utilizar geração térmica fora de ordem de mérito. Essas situações estão de stacadas no item 4.4.1.

3 Pontos de Destaque

3.1 Relacionados com a Operação Hidroenergética

Com base na Portaria MME nº 678 de 27 de dezembro de 2011, poderá ser programado o fornecimento de energia elétrica em caráter interruptível ao Uruguai, através da Conversora de Rivera, no montante de até 72 MW.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.288/2013, de 19 de dezembro de 2013, está sendo utilizada, desde o PMO de Janeiro/2014, a versão 19 do Modelo NEWAVE.

Em atendimento ao Despacho ANEEL nº 4.025/2013, de 26 de novembro de 2013, o ONS utilizou a versão 20 do modelo DECOMP para elaboração do Programa Mensal de Operação para o mês de Fevereiro/14.

Foi estabelecido no oficio 333/2012 – SRG/ANEEL, emitido em 13/11/2012 que a partir do PMO de Dezembro de 2012:

 A CCEE deverá utilizar restrições internas aos submercados, que afetam os limites entre submercados no calculo do PLD;

 Não seja mais efetuado o calculo prévio da restrição FCOMC quando da utilização do modelo DECOMP;

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 Cessa a necessidade da utilização de critério de confiabilidade diferenciado no tronco de 750kV na utilização nos modelos NEWAVE e DECOMP.

Consubstanciado na Resolução GCE nº 109 de 24/01/2002, bem como na Resolução ANEEL n° 228, de 24/04/2002, que estabelece a cadeia de modelos a ser utiliza da no planejamento da operação e cálculo semanal dos preços de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, estamos encaminhando, por meio eletrônico, o deck do programa DECOMP, em complementação ao deck do Modelo NEWAVE enviado anteriormente através do Sistema GIT-MAE.

O Programa Mensal de Operação – PMO – para o mês de Fevereiro/14 foi elaborado

tendo como referência o estabelecido na Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006, emitida em 28/11/2006. No referido documento está estabelecido que:

• “Art. 1º O Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS deverá

considerar na base de dados do Modelo para Otimização Hidrotérmica para Subsistemas Equivalentes Interligados – Newave e do Modelo para Otimização da

Operação de Curto Prazo com Base em Usinas Individualizadas – Decomp, como

limite de disponibilidade de geração da usina térmica, o valor correspondente à Disponibilidade Observada, conforme definido na Resolução Normativa nº 231, de 19 de setembro de 2006.

§ 1º Com a declaração, pelo agente, de novo valor de disponibilidade, o ONS poderá considerá-lo exclusivamente na operação de curto prazo.” (Resolução Normativa ANEEL nº 237/2006).

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A tabela a seguir indica a disponibilidade observada apurada até 31/12/2013, para todos os empreendimentos despachados por ordem de mérito, conforme informado na Carta ONS-0018/400/2014, emitida em 23/01/2014.

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3.1.1 Relacionados com a Segurança Operacional do SIN

 A configuração dos Sistemas de Transmissão Associado às Usinas de Santo

Antônio e Jirau e de Suprimento aos Estados do Acre e Rondônia, disponível para a operação, é mostrada a seguir:

Destacam-se os seguintes pontos com relação aos testes do Sistema de Transmissão de Escoamento de Energia das UHEs Santo Antônio e Jirau:

- Em 14/10 iniciaram-se os testes de equipamentos (banco de capacitores, transformadores conversores e open line test) na SE Coletora Porto Velho e SE Araraquara, relativos ao Bipolo do Elo de Corrente Contínua do aproveitamento da energia das Usinas associadas ao Rio Madeira.

Cabe observar que em 27/11/2013 foi concluído o comissionamento das Estações Conversoras da SE Coletora Porto Velho e da SE Araraquara tendo as mesmas sido disponibilizadas para a operação.

Com a disponibilização destas instalações, associadas aos circuitos 1 e 2 da LT 600 kV de CC do Bipolo 1 do Madeira, em 29/11/2013 foi iniciado o escoamento, para a região Sudeste, da energia produzida nas usinas do Complexo Madeira (UHE Santo Antônio e UHE Jirau).

 Em julho/2013 foi disponibilizado para a operação o Sistema de Transmissão

Associado à Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus envolvendo os equipamentos de 500 kV dos Circuitos 1 e 2 entre as Subestações de Tucuruí e Lechuga além dos três

transformadores 500/230 kV – 3x600 MVA da SE Lechuga, o que permitiu a integração

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O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema da Interligação Tucuruí - Macapá – Manaus:

Na análise desta integração, com o objetivo de garantir que o sistema suporte as contingências da perda dupla dos circuitos de 230 kV Lechuga – Manaus e Balbina – Manaus e também da perda dupla dos circuitos C1 e C2 de 500 kV Tucuruí – Xingu, estão sendo adotados na operação, em um primeiro momento, os fluxos máximos de 100 MW na Interligação Tucuruí – Macapá – Manaus e de 300 MW nos circuitos de 230 kV que chegam a Manaus.

Destaca-se aqui a energização do novo transformador AT6-01 230/138 kV – 150 MVA

na SE Manaus, associado ao Sistema de 138 kV de Cachoeira Grande, per mitindo remanejamento de cargas da rede de 69 kV para este ponto de suprimento, aliviando

desta forma, o carregamento dos transformadores 230/69 kV – 3 x 150 MVA.

A figura a seguir indica as condições operativas supracitadas:

5 x 50 MW

4 x 17 MW

100 MW

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 Atendimento ao Estado do Amapá Integrado ao SIN

Em 21 de janeiro de 2014 foram disponibilizados para a operação os seguintes equipamentos de propriedade da Linhas Macapá Transmissora de Energia S.A:

- LT 230 kV Jurupari – Laranjal, Circuitos 1 e 2; - LT 230 kV Laranjal – Macapá, Circuitos 1 e 2;

- SE Laranjal – 2 Transformadores de 230/69 kV – 2x 100 MVA; - SE Macapá – 3 Transformadores de 230/69 kV – 3x 100 MVA.

O diagrama unifilar a seguir mostra a configuração do Sistema Amapá, onde as linhas de transmissão cheias, em 69 kV, representam o sistema atualmente em operação e as linhas de transmissão tracejadas, em 69 kV, representam o conjunto mínimo de obras a serem executadas pala CEA para viabilizar a integração ao SIN desse Sistema.

 Atendimento às regiões da grande Goiânia, Oeste do estado de Goiás e Anápolis

Para comportar o crescimento do mercado das referidas regiões, foi planejada a integração de um novo ponto de suprimento pela Rede Básica, que consiste na nova SE Trindade 500/230 kV - 3x400 MVA, conectada à SE Rio Verde Norte em 500 kV, através de um circuito duplo e com derivação para o sistema de 230 kV da CELG, através da LT 230 kV Trindade - Xavantes, circuito duplo e da LT 230 kV Trindade - Carajás. O diagrama abaixo ilustra a solução estrutural para a região.

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Com a entrada das obras associadas a SE Trindade 500/230 kV, concluídas em 07/12/2013, observa-se substancialmente redução no carregamento da transformação

345-230kV de Bandeirantes e da LT 230kV Anhanguera – Goiânia Leste, que têm

apresentado em períodos de carga média carregamentos elevados e até sobrecargas e com isto implicando em despacho de geração térmica na região. Estas obras inicialmente estavam previstas para entrada em operação até o dia 12 de julho de 2012. No entanto, em vista de embargos ambientais do trecho em 500 kV, não foi possível cumprir este prazo.

Cabe ressaltar que os seguintes equipamentos de propriedade do Consórcio Goiás Transmissão S.A estão em operação, que contemplam os empreendimentos deste Consórcio previstos para a região:

− LT 500 kV Rio Verde Norte – Trindade C1 e C2; − LT 230 kV Trindade – Xavantes C1 e C2;

− LT 230 kV Trindade – Carajás C1;

− SE Trindade – 3 Transformadores 500/230 kV – 3x400MVA.

A entrada em operação desses equipamentos melhoram as condições de carregamento e tensão no sistema de atendimento a Goiânia e vizinhança e contribuindo ainda para evitar despacho de geração térmica por razões de segurança elétrica na região.

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3.1.2 Avaliada sob o Aspecto de Estabilidade

As transferências de energia entre regiões serão efetuadas em consonância com os critérios estabelecidos nos Procedimentos de Rede, ou seja, o sistema terá capacidade para suportar, sem perda de carga, qualquer contingência simples, exceto nas situações indicadas no item 4.4. Os limites de transmissão entre os subsistemas que deverão ser seguidos estão nas Instruções de Operação listadas no Anexo IV.

Foram estabelecidos novos limites de Recebimento pelo Nordeste (RNE), objetivando assegurar que não haja risco de colapso naquela Região, caso ocorra a abertura das interligações do Nordeste com o restante do SIN. Esses limites são apresentados na tabela a seguir:

Carga da Região Nordeste (MW)

Limites de RNE (MW)

Carga < 8.750 3000 MW

8.750 < Carga < 10.250 3500 MW

Carga > 10.250 4100 MW

Cabe registrar que, para garantir que o sistema de transmissão de suprimento às áreas Santa Catarina e Rio Grande do Sul suporte qualquer contingência simples é necessário utilizar geração térmica das UTE J. Lacerda, P. Médici e Candio ta III.

3.1.3 Avaliada sob o Aspecto de Controle de Tensão

No que se refere ao controle de tensão nos períodos de carga pesada e média, deve -se mencionar que não são previstos problemas para condição de operação com a rede completa e deverão ser seguidas as diretrizes constantes nas Instruções de Operação conforme indicado no Anexo I.

Deve ser destacado que, em períodos de carga leve, a operação de geradores como compensadores síncronos ou mesmo a operação de máquinas com potência reduzida deverá ser utilizado antes da adoção de medidas de aberturas de circuitos.

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3.2 Relacionados com Testes para a Entrada em Operação de Novas Instalações

3.3 Relacionados com a indisponibilidade de longa duração de equipamentos

 Compensador Síncrono 2 da SE Presidente Dutra (até 21/02/2014)  Compensador Síncrono 1 da SE Imperatriz (até 30/06/2014)

 Compensador Síncrono 2 da SE Brasília Geral (até 31/12/2014)  TR-2 500/345 kV Samambaia (30/05/2014)

 TR-1 500/230 kV Imperatriz (28/02/2014)

3.4 Relacionados com a Otimização Energética

Observa-se que os armazenamentos desta revisão do PMO contemplam a aplicação da metodologia vigente, que também conduziu ao atingimento de Custos Marginais superiores ao 1º patamar de déficit determinado pela Resolução Homologatória nº 1667 da ANEEL.

Todavia, as regiões SE/CO, NE e N encontram-se em pleno período úmido, o que conduz à expectativa de reversão do atual cenário hidrológico.

Assim sendo, a operação do SIN será realizada considerando o pleno atendimento aos requisitos de carga, baseada em dispositivo estabelecido na Resolução GCE nº 109/2002 em seu artigo 6º, parágrafo 1º que prevê: “os valores obtidos para a função Custo do Déficit não implicam acionamento de medidas de redução compulsória de consumo”.

Neste contexto, os resultados da Revisão 3 do PMO de Fevereiro/14, para a semana de 22/02/2014 a 28/02/2014, indicam os seguintes níveis de armazenamento:

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 28/02

Energia Armazenada (%EARmax) SE/CO S NE N Tucuruí (%VU)

Valor Esperado

35,7

41,9

41,5

80,2

100,0

Limite Inferior

34,8

38,1

41,2

79,4

100,0

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Os resultados da Revisão 3 do PMO de Fevereiro/14 indicam as seguintes metas semanais de transferência de energia entre subsistemas e os custos margin ais de operação associados:

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed)

N NE SE/CO S 2.667 5.300 2.633 3.629 1.201 5.284 IT 50 60 1.322 4.083 600

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3.5 Análise do Resultado da Previsão Semanal de Vazões

Para o subsistema Sudeste/Centro-Oeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação às verificadas na semana em curso. A passagem de uma frente fria ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Paranapanema e Tiete e no trecho incremental à Uhe Itaipu, e chuva fraca nas bacias dos rios Grande e Paraíba do Sul. O valor previsto de Energia Natural Afluente (ENA) para a próxima semana, em relação à média de longo termo, é de 51% da MLT, sendo armazenável 50% da MLT.

No subsistema Sul, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam -se em ascensão em relação às verificadas na -semana em curso. A passagem d e duas frentes frias, uma no início e outra no final da semana, ocasiona chuva fraca a moderada nas bacias dos rios Iguaçu, Uruguai e Jacuí. Em termos de Energia Natural Afluente, a previsão é de um valor de 87% da MLT para a próxima semana, sendo armazenável 85% da MLT.

No subsistema Nordeste, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em recessão em relação ao observado da semana corrente. A previsão é de ausência de precipitação. O valor esperado da ENA para a próxima semana é de 19% MLT, sendo totalmente armazenável.

Para o subsistema Norte, as vazões naturais previstas para a próxima semana apresentam-se em ascensão em relação ao observado nesta semana. Neste período permanecem as pancadas de chuva da bacia do rio Tocantins. Em relação à média de longo termo, a previsão para a próxima semana é de um valor de ENA de 106% MLT, sendo armazenável 102% da MLT.

Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Semanal - Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 30.207 7.280 2.829 13.792

% MLT 51 87 19 106

% MLT Armazenável 50 85 19 102

ENA Semanal – Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 21.417 4.164 2.145 12.043

% MLT 36 50 14 92

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3.6.1 Regiões Sudeste/Centro-Oeste

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa para o mês de Fevereiro é de uma média de 39% da MLT, sendo armazenável 38% da MLT, o que representa um cenário hidrológico inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário de limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 35% da MLT, sendo armazenável 34% da MLT.

Na Tabela 3.6 encontra-se um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias Semana Mês Semana Mês

Bacia do Rio Grande 23 20 13 17

Bacia do Rio Paranaíba 43 36 33 33

Bacia do Alto Paraná

(Ilha Solteira e Jupiá) 44 33 32 30

Bacia do Baixo Paraná

(Porto Primavera e Itaipu) 60 44 40 39

Paraíba do Sul 77 42 53 36

3.6.2 Região Sul

O valor esperado da média de vazões naturais para o mês de Fevereiro é de 62% da MLT, sendo armazenável 59% da MLT, o que revela uma condição hidrológica inferior ao que se verificou no último mês.

Caso ocorra o cenário com o limite inferior da previsão, a média da ENA prevista para o mês situar-se-á no patamar de 52% da MLT, sendo armazenável 49% da MLT. Na Tabela 3.7 é apresentado um resumo da ENA prevista e do limite inferior da previsão para as principais bacias deste subsistema.

Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT)

Valor Esperado Limite Inferior

Bacias _Semana _Mês _Semana _Mês

Bacia do Rio Iguaçu 99 66 70 58

Bacia do Rio Jacuí 78 65 37 54

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3.6.3 Região Nordeste

A previsão da média de vazões naturais para o mês de Fevereiro é de 27%, sendo totalmente armazenável o que representa um cenário hidrológico inferior ao observado no mês anterior.

O limite inferior da previsão indica o valor de 26% da MLT para a ENA mensal, sendo totalmente armazenável.

3.6.4 Região Norte

Em termos de vazões naturais mensais, a expectativa é de que o mês de Fevereiro apresente uma média de 94% da MLT, sendo armazenável 90% da MLT, valor este que representa um cenário hidrológico inferior ao verificado no último mês.

Em relação ao limite inferior, a previsão indica 90% da MLT%, sendo armazenável 87% da MLT.

3.7 Resumo da previsão de vazões mensal por cada subsistema

Na Tabela 3.8 é apresentado um resumo do valor esperado e do limite inferior da previsão de ENA mensal por cada subsistema.

Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região

ENA Mensal – Valor Esperado SE/CO S NE N

MWmed 22.750 5.175 3.983 12.244

% MLT 39 62 27 94

ENA Mensal - Limite Inferior SE/CO S NE N

MWmed 20.553 4.396 3.812 11.807

% MLT 35 52 26 90

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Figura 3-10: Previsão da Distribuição Espacial da Precipitação no período de 22/02 a 28/02

rio Pb. Sul P.Real rio Jacuí rio Paraná Itá rio Uruguai rio Cuiabá rio Paraguai O C E A N O A T L Â N T I C O rio Doce S.Osório F.Areia rio Iguaçu Funil I.Pombos Mascarenhas Capivara Itaipu Jupiá Jurumirim rio Paranapanema Promissão B.Bonita rio Tietê rio S. Francisco Três Marias Sobradinho rio Tocantins ri o Sã o L ou re n ço ri o G ra n de ri o M an so S.Mesa Emborcação Furnas S.Simão A.Vermelha Tucuruí Manso ri o Pa ra na íb a 1-5 5-10 10-20 20-50 50-100 mm

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4 Diretrizes para a Operação Eletroenergética

4.1 Diretrizes para transferências de energia entre regiões:

A Resolução ANA nº 102, de 30 de janeiro de 201, prorroga até o dia 28 de fevereiro de 2014, a redução temporária da descarga mínima defluente dos reservatórios de Sobradinho e Xingó, no rio São Francisco, de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s autorizada por intermédio da Resolução ANA nº 442, de 8 de Abril de 2013.

Desta forma, a coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando a implementação da política de redução da defluência mínima de 1.300 m³/s para 1.100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó, sendo o intercâmbio de energia e a geração térmica local responsável pelo fechamento do balanço energético da região NE.

A geração da UHE Três Marias deverá ser dimensionada para uma defluência de cerca de 500 m³/s, visando o atendimento da restrição de uso múltiplo da água a jusante da usina.

A geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para as regiões NE e SE/CO, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, NE e SE/CO.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu serão exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Na região Sul, as disponibilidades energéticas de suas usinas ser ão exploradas ao máximo, prioritariamente nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se os limites elétricos vigentes.

4.2 Diretrizes para operação energética das bacias

Bacia do Rio Grande: A geração das UHEs Furnas, M.Moraes, Água Vermelha e Marimbondo, deverá ser explorada prioritariamente.

Bacia do Rio Paranaíba: A geração das UHEs São Simão e Itumbiara deverá ser explorada prioritariamente. A geração das UHEs Nova Ponte, Emborcação deverá ser utilizada para fechamento do balanço energético.

Bacia do Rio Tietê: A geração das UHEs Barra Bonita e Promissão será dimensionada em função das condições hidroenergéticas da bacia, visando à manutenção da navegabilidade da hidrovia ao longo do ano, sendo suas disponibilidades energéticas exploradas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio Paranapanema: A geração das UHEs Jurumirim, Chavantes e Capivara deverá ser maximizada para o atendimento das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu.

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Bacia do Rio Paraná: A geração das UHEs Ilha Solteira, Três Irmãos, Jupiá e Porto Primavera deverá ser dimensionada para a manutenção das condições de navegabilidade da hidrovia Tietê-Paraná (cota 324,80 m em Ilha Solteira e Três Irmãos) e o atendimento das necessidades de afluência regularizada a UHE Itaipu.

As disponibilidades energéticas da UHE Itaipu deverão ser exploradas prioritariamante nos períodos de carga média e pesada, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes na interligação Sul-SE/CO.

Bacia do Rio Paraíba do Sul: Em função das reduzidas vazões incrementais a UHE Funil, a política de operação hidroenergética da bacia indica que a geração das UHEs Jaguari, Paraibuna e Santa Branca deverá ser maximizada para atendimento das necessidades hidráulicas da UHE Funil, bem como o bombeamento da LIGHT em Santa Cecília será reduzido de 160 m³/s para 130 m³/s, visando a controlabilidade do deplecionamento de seu reservatório. A geração da UHE Funil será dimensionada para atendimento da vazão objetivo em Santa Cecília.

Bacia do Rio Tocantins: Em função do cenário favorável de afluências a geração da UHE Tucuruí será maximizada em todos os períodos de carga, sendo seus excedentes energéticos transferidos para as regiões NE e SE/CO, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes nas interligações entre as regiões N, NE e SE/CO. A geração das UHEs Cana Brava, São Salvador, Peixe Angical, Lajeado e Estreito, deverá ser dimensionada em função do comportamento da afluências na bacia, sendo suas disponibilidades energéticas utilizadas prioritariamente nos períodos de carga média e pesada.

Bacia do Rio São Francisco: A política de operação energética para a UHE Três Marias indica a minimização de sua geração, respeitando-se a restrição de uso múltiplo a jusante da usina. A coordenação hidráulica das usinas da bacia do rio São Francisco na região NE será efetuada visando o atendimento da política de defluência mínima de 1100 m³/s nas UHEs Sobradinho e Xingó.

Bacias da Região Sul: As disponibilidades energéticas das usinas das bacias dos rios Jacuí, Iguaçu e Capivari, deverão ser utilizadas prioritariamente para o fechamento do balanço energético do SIN.

(21)

4.3 Diretrizes para atendimento das variações de carga em Tempo Real

Na região Sudeste/C.Oeste, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. UHEs que apresentarem vertimento e/ou risco de vertimento; 2. UHE Tucuruí;

3. UHE Capivara;

4. UHEs Furnas e M. Moraes, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata. 5. UHE Água Vermelha;

6. UHE São Simão, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. Demais usinas da bacia do rio Paranapanema;

8. Usinas da região Sul; 9. UHE Emborcação; 10. UHE Nova Ponte; 11. UHE Itumbiara;

12. UHEs Porto Primavera / Jupiá / Ilha Solteira / Três Irmãos, respeitando -se a coordenação hidráulica da cascata e as restrições operativas das usinas;

13. Usinas da bacia do rio Tietê, respeitando-se as restrições operativas das usinas e a coordenação hidráulica das usinas a fio d’água situadas a jusante na cascata. 14. UHE Itaipu, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos

vigentes;

15. UHE Marimbondo;

16. UHEs da Região Nordeste, respeitando-se as restrições operativas da cascata do rio São Francisco e os limites elétricos vigentes.

Na região Sul, para atendimento às variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, a geração das usinas deverá ser despachada na seguinte ordem de prioridade:

1. Usinas da bacia do rio Jacuí, respeitando-se as restrições operativas das usinas de jusante;

2. UHE Passo Fundo; 3. UHE Ney Braga;

4. UHE S. Santiago, S. Osório e S. Caxias; 5. UHE GPS;

6. UHE Mauá, respeitando-se as restrições operativas da usina; 7. UHE GBM;

8. Explorar disponibilidade da Região SE. 9. UHE Barra Grande;

10. UHEs Machadinho, respeitando-se as restrições operativas da usina para redução de geração no período de carga leve;

(22)

11. UHEs Itá e Foz do Chapecó, respeitando-se as restrições operativas da usina; 12. UHE Campos Novos, respeitando-se as restrições operativas da usina.

Visando evitar a possibilidade de ocorrência de sobrecargas harmônicas em filtros do Elo de Corrente Contínua que, conduziria a necessidade de abertura de circuitos, variações da potencia do Elo de Corrente Contínua, fora do que for considerado no Programa Diário de Produção, só deverão ser utilizados como último recurso.

Na região Nordeste, para atendimento das variações positivas de carga ou perda de recursos de geração na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes; e elevar a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. Elevar o recebimento de energia da região Nordeste, respeitando-se os limites elétricos vigentes;

2. Geração das usinas Términas não despachadas por ordem de mérito;

3. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

4. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

5. UHE Sobradinho, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

6. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas da usina.

Para atendimento das variações negativas de carga ou acréscimo de recursos na operação em tempo real, após esgotadas as margens de regulação alocadas nas UHEs do CAG, respeitando-se os limites elétricos vigentes procurar reduzir a geração na seguinte ordem de prioridade:

1. UHE Xingó, respeitando-se as restrições operativas e elétricas da usina; 2. UHE Sobradinho;

3. UHEs Paulo Afonso IV e L. Gonzaga, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

4. UHE Boa Esperança, respeitando-se as restrições operativas da usina e os limites elétricos vigentes;

5. Reduzir a geração das usinas Térmicas não despachadas por ordem de mérito, respeitando-se as restrições operativas das usinas;

(23)

4.4 Diretrizes Para a Segurança Operacional do SIN

A seguir, são indicadas as condições operativas dos diversos subsistemas do SIN, bem como as diretrizes que deverão ser seguidas pela Operação em Tempo Real, durante a execução de intervenções programadas na Rede de Operação, em consonância com os critérios definidos nos Procedimentos de Rede. As intervenções mais relevantes estão indicadas neste item.

A relação das intervenções resulta do processo de avaliação de todas as solicitações envolvendo diretamente a Rede de Operação, ou de intervenções que têm rebatimentos nessa rede, efetuadas pelos Agentes de Distribuição, Geração e Transmissão. Esse processo busca compatibilizar os pleitos dos diferentes Agentes, estabelecendo prioridades para a execução dos serviços, tendo em vista a segurança de equipamentos, as metas energéticas definidas no PMO e suas Revisões, bem como os níveis de desempenho estabelecidos para o SIN nos Procedimentos de Rede. Convém registrar que determinados desligamentos, pela topologia da rede, podem resultar em riscos de perda de carga, mesmo na ocorrência de contingências simples; embora esses eventos sejam de efeito local, sem reflexos para o restante do SIN, somente são liberados em períodos mais favoráveis, ou seja, nos horários em que a ocorrência de uma eventual contingência resulta no menor montante de perda de carga. Estas são condições Operativas das Regiões Sul/Sudeste-Centro-Oeste e Norte/Nordeste.

(24)

As grandezas a serem monitoradas nas interligações Nordeste/Sudeste e Norte/Sudeste – Centro Oeste estão indicadas na figura a seguir:

Figura 4-1: Interligações entre regiões

Onde:

FNE – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Presidente Dutra – Boa Esperança, Presidente Dutra – Teresina e Colinas – Ribeiro Gonçalves, medido nas SEs Presidente Dutra e Colinas.

FNS – Somatório dos fluxos de potência ativa nas LTs 500 kV Gurupi – Serra da Mesa e Peixe 2 – Serra da Mesa 2, no sentido da SE Gurupi e Peixe 2 para a SE Serra da Mesa e Serra da Mesa 2, medido na SE Gurupi e Peixe 2.

FCOMC – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Colinas - Miracema, medido na SE Colinas.

FMCCO – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Miracema - Colinas, no sentido da SE Miracema para a SE Colinas, medido na SE Miracema.

FSENE – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Serra da Mesa – Rio das Éguas, no sentido da SE Serra da Mesa para a SE Rio das Éguas, medido na SE Serra da Mesa.

FSE – Fluxo de potência ativa nas LTs 765 kV Ivaiporã - Itaberá C1, C2 e C3 medido na SE de Ivaiporã. RSE – Recebimento pela Região Sudeste.

FIV – Somatório do fluxo das LT 765 kV Foz do Iguaçu - Ivaiporã, saindo de Foz do Iguaçu. RNE – Recebimento pela Região Nordeste. É composto do somatório do FNE com o FSENE. RSUL – Recebimento pela Região Sul.

FSUL – Fornecimento pela Região Sul.

FBA-IN – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Bateias para SE Ibiúna.

FIN-BA – Fluxo de potência ativa na LT 500 kV Ibiúna – Bateias C1 e C2, medido no sentido da SE Ibiúna para SE Bateias.

(25)

4.4.1 Intervenções que implicam restrições mais significativas de geração e/ou intercâmbio entre subsistemas

 Polo 01 do Elo CC – Sistema de Itaipu das 06h45min às 17h00min do dia

23/02 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de limpeza e aplicação de RTV em equipamentos do Polo 1 na SE Ibiúna 50 Hz.

Para garantir a segurança do sistema, quando da perda do Polo 3 e operação em MRT, face à limitação do eletrodo de terra, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

Elo CC < 5.600 MW

 LT 500 kV Peixe II – Serra da Mesa II das 08h00min às 12h00min do dia 23/02

(domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para substituição do relé de gás com baixa isolação do reator de 135 MVAr/500 kV associado a LT 500 kV Peixe II – Serra da Mesa II, na SE Serra da Mesa II.

Para evitar sobrecargas acima de 30% na compensação série em caso de perda de um dos circuitos da LT 500 kV Gurupi – Serra da Mesa, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

FNS < 1.700 MW

 SE Marabá – Barra 1 de 500 kV das 08h00min às 17h00min do dia 23/02

(domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços de manutenção corretiva para eliminar os problemas de atuação indevida de proteção dos circuitos 1 e 2 da LT 500 kV Marabá – Itacaiúnas.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no sistema da Área Norte com impactos na Área Nordeste, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

F (Tc – Mb) < 5.500 MW RNE < 3.300 MW

(26)

 SE Imperatriz – Disjuntor IZDJ7-07 de 500 kV das 00h00min do dia 22/02

(terça – feira) até às 17h00min do dia 28/02 (sexta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para troca do Disjuntor IZDJ7-07 de 500 kV da SE Imperatriz.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no Sistema N/NE com falha de disjuntor, recomenda-se atender as seguintes restrições energéticas:

[F (Aç – Pd) + F (Iz – Pd)] < 2.600 MW RNE < 4.000 MW

 SE Fortaleza II – Disjuntor 15D1 de 500 kV das 13h30min às 17h00min do dia

24/02 (segunda – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para coleta de óleo em TCs do terminal de 500 kV da SE Fortaleza II.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no Sistema na Área Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

RNE < 3.500 MW

 SE Sobral III – Disjuntores 15D1 e 15V9 de 500 kV das 09h00min às 11h00min

e das 14h30min às 17h00min do dia 27/02 (quinta – feira).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para coleta de óleo em TCs do terminal de 500 kV da SE Sobral III.

Para garantir a segurança do sistema, em caso de perdas duplas no Sistema na Área Nordeste, recomenda-se atender a seguinte restrição energética:

(27)

4.4.2 Expectativa de Perda de Confiabilidade – Desligamentos que impliquem em

perda de grandes blocos de carga

a) Área São Paulo

 SE Oeste – Bloqueio da Proteção Diferencial de Barra do Setor de 88 kV das

00h00min do dia 22/02 (sábado) até às 00h00min do dia 02/04 (quarta – feira) # Em Andamento.

Esta intervenção esta programada para a implantação da nova Proteção Diferencial de Barras Digital do Setor de 88 kV da SE Oeste.

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de falta em Barra de 88 kV da SE Oeste ou ainda falta em qualquer equipamento daquele setor, seguida de falha de disjuntor, a eliminação do defeito acarretará o desligamento de todo o setor de 88 kV da SE Oeste e a interrupção do suprimento das cargas atendidas por aquela subestação, em um montante de até 600 MW.

 LT 345 kV Mogi das Cruzes – Nordeste das 07h00min às 16h00min do dia

23/02 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para a substituição

da membrana de compensação de óleo de TC da LT 345 kV Mogi das Cruzes –

Nordeste, na SE Nordeste.

Durante a realização desta intervenção, contingências que levem à perda da LT 345 kV Guarulhos – Nordeste ocasionam o desligamento das cargas supridas pela SE Nordeste, em um montante de até 450 MW.

 SE Guarulhos – Barras A e B de 345 kV das 00h00min às 07h00min dos dias

22/02 (sábado) e 23/02 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de para a troca da proteção da LT 345 kV Campinas – Guarulhos.

Durante a realização desta intervenção, a ocorrência de faltas em Barras de 345 kV da SE Guarulhos, em operação, acarretarão a interrupção do suprimento das cargas atendidas pelas SE Norte e Miguel Reale, em um montante de até 800 MW.

 SE Guarulhos – Bloqueio da Proteção Diferencial de Barras do Setor de 345

kV das 00h00min às 06h00min do dia 24/02 (segunda-feira).

Esta intervenção esta programada para a troca da proteção da LT 345 kV Campinas – Guarulhos.

Durante a realização desta intervenção, eventuais faltas no barramento de 345 kV da SE Guarulhos somente poderão ser eliminadas por atuação da proteção de

(28)

retaguarda, conduzindo ao desligamento de todo o setor de 345 kV da SE Guarulhos e à interrupção das cargas atendidas pelas Subestações Norte e Miguel Reale, em um montante de até 800 MW.

b) Área Norte/Nordeste

 SE Miracema – Transformador MCTF7-02 de 500/138 kV – 180 MVA das

06h00min às 17h00min do dia 15/02 (sábado) e das 09h30min às 16h30min do dia 16/02 (domingo).

Esta intervenção esta programada para possibilitar troca de fase do Transformador MCTF7-02 de 500/138 kV – 180 MVA da SE Miracema.

Durante a realização desta intervenção, a perda do transformador MCTF7-01 500/138 kV – 180 MVA em operação, implicará na perda total das cargas da cidade de Palmas.

 SE Vila do Conde – ATR 01 de 500/230 kV – 750 MVA das 07h00min às

17h00min do dia 23/02 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para substituição de DCPs de 230 kV associados ao ATR01 de 500/230 kV – 750 MVA da SE Vila do Conde.

Durante a realização desta intervenção, a perda de uma das LT 500kV Tucuruí - Vila do Conde C1 ou C2 com falha de disjuntor ou proteção, acarretará o desligamento da LT 500kV Tucuruí - Vila do Conde C3. É esperada variação de tensão nas SE Vila do Conde, Guamá, Utinga e Santa Maria de até 11%, com risco de rejeição natural de carga nestes regionais (Risco para até 30% de Belém).

 SE São Luís II 230 kV – Barras LDBR6-01 e LDBR6-02 das 05h00min às

09h30min e das 10h00min às 17h00min do dia 23/02 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para lançamento do barramento aéreo do bay de 230 kV do novo Transformador LDAT7-04 de 500/230 kV – 600 MVA da SE São Luís II.

Durante a realização desta intervenção, caso ocorra a contingência no barramento de 230 kV em operação, ou contingência com falha de disjuntor ou proteção, haverá o desligamento de toda carga da CEMAR na capital de São Luís, dos Consumidores Industriais VALE e ALUMAR.

(29)

 LT 230 kV Itabaianinha – Catu das 06h00min às 17h00min do dia 22/02

(sábado).

Esta intervenção esta programada para a realização de serviços para troca de cabos para – raios entre as Subestações de Itabaianinha e Catu.

Durante a realização desta intervenção, em caso de contingência no barramento 500kV da SE Jardim ou na contingência no ATR 05T7 com falha do disjuntor 15T7, na mesma subestação, poderá haver o desligamento de 20 % das cargas da cidade de Aracaju.

 SE Jardim – Disjuntor 15D2 de 500 kV das 05h45min às 17h00min do dia

23/02 (domingo).

Esta intervenção esta programada para a substituição de TC de 500 kV da SE Jardim.

Durante a realização desta intervenção, contingências de equipamentos envolvendo o sistema de 500 kV de atendimento a SE Jardim acarreta o desligamento de 20% das cargas da cidade de Aracaju.

c) Áreas Sul, Rio de Janeiro/Espírito Santo, Minas Gerais, Goiás/Brasília, Acre/Rondônia, Mato Grosso e Amazonas

 No período de 22/02/2014 à 28/02/2014, não estão previstas intervenções de

(30)

5 Previsão de Carga

5.1 Carga de Energia

A seguir é apresentado o comportamento da carga de energia por subsistema durante o mês de fevereiro, onde são visualizados os valores verificados nas três primeiras semanas e a revisão da semana 4, bem como os novos valores previstos de carga mensal que são calculados a partir destes dados. Além disso, os novos valores de carga mensal e semanal, calculados a partir da nova previsão são comparados aos respectivos valores verificados. Estes valores são exibidos por subsistema, na

.

Para a semana, a previsão de carga de energia é de 40.400 MW médios no subsistema SE/CO e 11.500 MW médios no Sul. Quando comparadas aos valores verificados na semana anterior, as previsões de carga indicam variação nula para o subsistema SE/CO e decréscimo de 2,1% no subsistema Sul. Com a revisão das projeções da semana 4 de fevereiro (revisão 3), estima-se para o fechamento do mês uma carga de 41.984 MW médios para o SE/CO e de 12.584 MW médios para o Sul. Estes valores se comparados à carga verificada em janeiro sinalizam acréscimos de 1,5% para o subsistema SE/CO e 4,2% para o subsistema Sul.

A previsão de carga de energia para a semana no subsistema Nordeste é de 10.340 MW médios e no Norte 5.315 MW médios. Estas previsões quando comparadas aos valores verificados na semana anterior indicam decréscimo de 0,3% para o subsistema Nordeste e acréscimo de 0,6% para o subsistema Norte. Com a revisão das projeções da semana 4 de fevereiro (revisão 3), está sendo estimado para o fechamento

do mês uma carga de 10.280 MW médios para o Nordeste e

5.293 MW médios para o Norte. Estes valores se comparados à carga verificada em janeiro sinalizam acréscimos de 1,8% para o subsistema Nordeste e 0,3% para o subsistema Norte.

Os acentuados desvios observados nos subsistemas Sudeste/C. Oeste e Sul, durante a semana em curso, estão associados à ocorrência de temperaturas inferiores à s consideradas quando da elaboração das previsões de carga para o período em algumas capitais.

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5.2 Carga de Demanda

A seguir é apresentado o comportamento da demanda máxima instantânea por subsistema, no período de carga pesada do SIN, onde são visualizados os valores previstos e verificados para a semana de 15 a 21/02/2014 e as previsões para a semana de 22 a 28/02/2014.

A demanda máxima semanal para o Subsistema Sudeste/C-Oeste está sendo prevista para ocorrer na quinta-feira, dia 27/02, com valor em torno de 46.500 MW. Para o

Subsistema Sul, a demanda máxima deverá situar-se em torno de

14.000 MW, devendo ocorrer na quarta-feira, dia 26/02. Para o Sistema Interligado Sul/Sudeste/Centro-Oeste a demanda máxima instantânea deverá atingir valores da ordem de 60.000 MW, devendo ocorrer no período entre 19h00min e 20h00min também de quinta-feira, dia 27/02, conforme apresentado na Tabela 5.2-1 a seguir.

No Subsistema Nordeste, a demanda máxima semanal deverá ocorrer no sábado, dia 22/02, com valor em torno de 11.300 MW. Para o Subsistema Norte, a demanda máxima deverá situar-se em torno de 5.800 MW, devendo ocorrer na terça-feira, dia 25/02. No Sistema Interligado Norte/Nordeste a demanda máxima instantânea está prevista para ocorrer também no sábado, entre 21h00min e 22h00min, e deverá atingir valores da ordem de 16.850 MW. Estes resultados podem ser verificados na Erro! Fonte de eferência não encontrada. a seguir.

Os valores de carga previstos consideram as previsões climáticas para o per íodo.

(33)

Anexos

Anexo I Controle de Tensão.

Anexo II Despachos das Usinas Térmicas por Razões de Inflexibilidade, Elétricas e Energéticas.

Anexo III Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a elaboração do PMO

do mês de Fevereiro.

(34)

ANEXO I – Controle de Tensão

As diretrizes a serem seguidas, para o controle de tensão na Rede Básica do Sistema Interligado Nacional, são aquelas constantes das seguintes Instruções de Operação.  IO-ON.ECC - Operação Normal do Elo de Corrente Contínua

 IO-ON.SSE - Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste  IO-ON.NSE - Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste-Centro Oeste  IO-ON.NNE - Operação Normal da Interligação Norte/Nordeste

 IO-ON.SENE - Operação Normal da Interligação Sudeste/Nordeste  IO-ON.SE - Operação Normal da Região Sudeste

 IO-ON.SE.3RG - Operação Normal da Área 345 kV da Região do Rio Grande  IO-ON.SE.3SP - Operação Normal da Área 345 kV de São Paulo

 IO-ON.SE.4SP - Operação Normal da Área 440 kV de São Paulo

 IO-ON.SE.5MG - Operação Normal da Área de 500/345 kV da Área Minas Gerais  IO-ON.SE.5RJ - Operação Normal da Área 500/345 kV Rio de Janeiro e Espírito Santo

 IO-ON.SE.5SE - Operação Normal da Área 500 kV da Região Sudeste  IO-ON.CO.5GB - Operação Normal da Área 500/345 kV Goiás/Brasília  IO-ON.CO.5MT - Operação Normal da Área 500/230 kV Mato Grosso  IO-ON.N.2TR - Operação Normal da Área 230 kV do Tramo Oeste  IO-ON.N.ACRO – Operação Normal da Área 230 kV Acre – Rondônia  IO-ON.S.5SU - Operação Normal do Sistema de Suprimento a Região Sul

(35)

ANEXO II – Despachos das Usinas Térmicas Associados à Inflexibilidade, Razões Elétricas e Energéticas

Tabela 5-2: Despachos de Geração Térmica

(1) Os valores de inflexibilidade atendem os critérios de segurança; (2) Usina com unidade geradora em manutenção;

(3) Ver detalhamento nas justificativas do despacho elétrico (próxima página);

(4) Usina com unidade geradora que permite despacho utilizando gás ou óleo diesel/combustível; (5) Usina indisponível ou restrição de combustível ou d e equipamento, conforme declaração do Agente; (6) Disponibilidade de acordo com Ofício nº 333/2007 -SRG/ANEEL, de 08/11/2007.

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Jorge Lacerda:

O despacho mínimo no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foi dimensionado para evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Carga Pesada: LT 230 kV Lajeado Grande – Forquilhinha (subtensão na região Sul de Santa Catarina).

 Carga Média: LT 525 kV Campos Novos – Nova Santa Rita (evitar que ocorra a atuação da lógica 2 do SEP do RS ou minimizar subtensão na região metropolitana de Porto Alegre) ou LT 525 kV Biguaçu – Campos Novos (evitar que ocorra subtensão na região metropolitana de Florianópolis, na região do litoral da Santa Catarina, no barramento de 230 kV da SE Vega do Sul e no barramento de 525 kV das SE Blumenau e Biguaçu).

Usina Térmica Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) - 2 x 35 - J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 33 2 x 60 - J. Lacerda B (UG. 5 e 6) - 2 x 120 -

J. Lacerda C (UG. 7) - 1 x 335 -

Total 66 765 -

Adicionalmente, considerando a geração e a configuração de máquinas

declarada como inflexibilidade pelo agente e as restrições para

modulação da geração e para alteração da configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:

Pesada Média Leve J. Lacerda A1 (UG. 1 e 2) 2 x 35 2 x 35 2 x 35 J. Lacerda A2 (UG. 3 e 4) 2 x 60 2 x 60 2 x 60 J. Lacerda B (UG. 5 e 6) 2 x 120 2 x 120 2 x 120 J. Lacerda C (UG. 7) 1 x 335 1 x 335 1 x 335

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P. Médici (A e B) e Candiota III:

O despacho mínimo na UTE P. Médici e Candiota III foi dimensionado para evitar/minimizar corte de carga quando da ocorrência de contingência simples de equipamentos da rede de operação na região, como segue:

 Patamar de carga média e pesada de sábado: LT 230 kV Presidente Médici - Pelotas 3 ou Presidente Médici - Quinta ou Quinta – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).  Patamar de carga pesada de dia útil: maior unidade geradora

sincronizada ou LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

 Patamar de carga leve: contingência da LT 230 kV Guaíba 2 – Pelotas 3 (subtensão na região Sul do Rio Grande do Sul).

Usina Térmica

Despacho Mínimo Necessário (MW)

Pesada Pesada de Sábado e Média Leve P. Médici A (UG. 1 e 2) - 2 x 25 - P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 90 1 x 90 1 x 90 Candiota III (UG. 5) 1 x175 1 x 175 -

Total 265 315 90

Destaca-se, contudo, que até 28/02/2014, estarão disponíveis à operação apenas a unidade 3 da UTE P. Médici e a UTE Candiota III,

não sendo possível atender aos requisitos elétricos da rede na condição (N-1), no patamar de carga pesada de sábado e no patamar de carga média. Neste caso, recomenda-se que a unidade 3

da UTE P. Médici e a UTE Candiota III operem com geração máxima (1B + 1C = 450 MW) para evitar/minimizar o corte de carga por subtensão na perda/indisponibilidade de equipamentos e para minimizar dificuldades na execução do controle de tensão no 230 kV das SE Quinta e Pelotas 3. Portanto, o despacho térmico mínimo recomen dado nas UTE P. Médici e Candiota III é:

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 100 1 x 100 1 x 90 Candiota III (UG. 5) 1 x 350 1 x 350 -

Total 450 450 90

Notas: 1. Conforme informações da Eletrobrás CGTEE, as previsões de indisponibilidade das unidades geradoras da UTE P. Médici A, B e Candiota III são:

- UG 1: operação comercial suspensa pela Aneel em 29/11/2013. - UG 2: 12/08/2013 a 31/03/2014.

(39)

ONS NT-036-207-2014 - PROGRAMA MENSAL DE OPERAÇÃO ELETROENERGÉTICA PARA O MÊS DE FEVEREIRO 39 / 43 - UG 4: 01/06/2013 a 31/03/2014.

2. Valores de geração máxima nas unidades da UTE P. Médici B definidos por restrições operacionais dos equipamentos:

- UG 3: 100 MW.

Adicionalmente, considerando as unidades disponíveis, a geração e a configuração de máquinas declarada como inflexibilidade pelo agente

e as restrições para modulação da geração e para alteração da

configuração ao longo do dia, o despacho programado está indicado na tabela a seguir:

Pesada Média Leve

P. Médici A (UG. 1 e 2) - - -

P. Médici B (UG. 3 e 4) 1 x 100 1 x 100 1 x 100 Candiota III (UG. 5) 1 x 350 1 x 350 1 x 350

Total 450 450 450

Região Norte

Área Manaus:

 Geração necessária nas UTEs Distrito A, Distrito B, Iranduba, Mauá B4, B5A, B5B, B6 e B7, Cidade Nova e Flores 1, 2,3 e 4 para evitar colapso na área Manaus, quando da perda da LT 230 kV Manaus-Lechuga e da LT 230 kV Manaus-Balbina. Os valores considerados são referenciais, podendo ser alterados na etapa de Programação Diária da Operação e O peração em Tempo Real.

Região SE/CO

Área Acre/Rondônia

 Geração necessária de 120 MW na UTE Termonorte II, durante o patamar de carga leve, para atendimento à carga do sistema Acre-Rondônia em função das condições hidroenergéticas da UHE Samuel e dos limites atuais de intercâmbio para esse sistema.

Área Rio de Janeiro

 Durante a intervenção na LT 345 kV Adrianópolis - Jacarepaguá e na SB 345 kV Adrianópolis programada para o período das 07:00 às 16:30 hs do próximo dia 23, será necessária geração nas UTEs Mario Lago, Norte Fluminense, Santa Cruz Nova e Barbosa Lima Sobrinho.

(40)

ANEXO III – Custo variável das usinas térmicas utilizadas para a Revisão 3 do PMO do mês de Fevereiro/14, para a semana operativa de 22/02/2014 a 28/02/2014.

(41)

(42)

ANEXO IV – Limites de Transmissão

As diretrizes e os limites a serem seguidos, para a operação do tronco de 765 kV, que interliga a usina de Itaipu aos sistemas Sul e Sudeste/Centro Oeste e para a operação da malha em 500 kV que interliga os sistemas da Região Norte, Nordeste e Sudeste/Centro Oeste são aqueles constantes das seguintes Instruções de Operação.

 IO-ON.SSE – Operação Normal da Interligação Sul/Sudeste/Centro Oeste

 IO-OC.SSE – Operação em Contingências da Interligação Sul/Sudeste/Centro

Oeste

 IO-ON.NSE – Operação Normal da Interligação Norte/Sudeste -Centro Oeste

 IO-OC.NSE – Operação em Contingências da Interligação Norte/Sudeste- Centro

Oeste.

 IO-ON.NNE – Operação em regime normal da Região Norte/Nordeste

 IO-OC.NNE – Operação em Contingência da Região Norte/Nordeste

(43)

Lista de figuras e tabelas

Figuras

Figura 3-3: Transferência de energia entre subsistemas (MWmed) 14 Figura 4-1: Interligações entre regiões 24

Tabelas

Tabela 3-4: Energia Armazenada por Região para as 24 h do dia 28/02 13 Tabela 3-4: Custo Marginal da Operação por patamar de carga (R$/MWh) 14 Tabela 3-5: Previsão Semanal de Energia Natural Afluente por Região 15 Tabela 3-6: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16 Tabela 3-7: Previsão de Energia Natural Afluente por Bacias (%MLT) 16 Tabela 3-8: Previsão Mensal de Energia Natural Afluente por Região 17 Tabela 5-2: Despachos de Geração Térmica 35 Tabela 5-3: Custo variável das usinas térmicas (R$/MWh) 40